COBERTURA DE LA DEMANDA ELÉCTRICA Capítulo 4. Capítulo 4 COBERTURA DE LA DEMANDA ELÉCTRICA

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1 Capítulo 4 COBERTURA DE LA DEMANDA ELÉCTRICA RETELGAS 13/09/2002

2 4. COBERTURA DE LA DEMANDA ELÉCTRICA 4.1 Peninsular Generación Para garantizar la cobertura de la demanda hasta el año 2011 es preciso que se instalen hasta ese año, al menos, MW de nueva capacidad de régimen ordinario, además del incremento previsto para el Régimen Especial que supondría alcanzar una potencia instalada en torno a MW. De acuerdo con los datos disponibles a la fecha, las solicitudes de estudio de conexión a la red para la instalación de nueva generación eléctrica suman MW de ciclo combinado y MW en régimen especial (fundamentalmente parques eólicos, aunque también se consideran, entre otras, minihidráulicas, biomasa y cogeneración). No obstante, no es posible saber por anticipado qué cantidad de esta nueva potencia entrará realmente en servicio ni cuando lo hará, ya que su construcción puede retrasarse por razones económicas (de rentabilidad o financiación), administrativas o medioambientales, ni tampoco si toda esa potencia es computable a efectos de garantizar la cobertura de la demanda Imperativos Ambientales Dentro del amplio espectro de impactos ambientales asociados a la producción, transporte y usos de la energía, en este documento vamos a circunscribirnos a aquellos cuya reducción o eliminación condicionan las decisiones en política energética, constituyéndose en imperativos ambientales. Lógicamente, esta aproximación coherente con el objetivo del documento reduce el espectro de impactos ambientales a tener en cuenta a aquellos que, o bien ya han dado lugar a compromisos legales o bien lo harán en el periodo temporal abarcado por este documento, pudiendo incorporar restricciones que limiten la participación de una determinada fuente energética en el total de la oferta. Entre ellos destacan el cambio climático, cuyos compromisos legales están recogidos en el Protocolo de Kioto, la contaminación atmosférica transfronteriza abordada por el Convenio de Ginebra y sus Protocolos, la Estrategia de Acidificación de la Unión Europea y otras directivas Comunitarias. RETELGAS 13/09/2002 1

3 Directiva IPPC. La Directiva 96/61/CE, relativa a la prevención y al control integrado de la contaminación, es una Directiva Marco que tiene por objeto regular y controlar, de forma integrada, las emisiones a los distintos medios (aire, agua, suelos y residuos) de las instalaciones de una serie de actividades industriales, entre las que se encuentran las grandes instalaciones de combustión con una potencia térmica superior a 50 MW. y, entre ellas, las centrales térmicas de generación eléctrica. De acuerdo con esta Directiva, los Estados miembros deben adoptar las medidas necesarias para que las instalaciones incluidas en el ámbito de aplicación de la misma dispongan de un permiso ambiental integrado, otorgado por la autoridad ambiental competente ("ventanilla única ambiental"), para que puedan funcionar, permiso que debe contener una serie de requisitos, que se explicitan en la citada Directiva, entre los cuales, como más importantes, deben figurar los límites de emisión de las mismas a la atmósfera y a los medios acuáticos. Los valores límite de emisión, en aplicación de la Directiva IPPC, se basarán en las mejores técnicas disponibles (tecnologías desarrolladas a escala industrial que permitan su implantación en el contexto industrial correspondiente, en condiciones económica y técnicamente viables, tomando en consideración los costes y beneficios), y teniendo en cuenta las características técnicas de la instalación de que se trate, su implantación geográfica y las condiciones locales del medio ambiente (características de calidad ambiental de los medios atmosférico, acuático y suelos). La Directiva IPPC se aplicará desde la entrada en vigor de la misma a las instalaciones nuevas (que se autoricen a partir de dicha fecha), mientras que para las instalaciones existentes (las autorizadas con anterioridad a dicha fecha) se les dará un plazo de adaptación, hasta octubre del año 2007, para que cumplan con los requisitos de la misma. Por tanto, las centrales térmicas de generación eléctrica van a precisar, además de la autorización sustantiva de la instalación y de otros requisitos ambientales, como la Declaración de Impacto Ambiental, de una "autorización ambiental integrada", en la que figurarán los valores límite de emisión permitidos para las mismas. Las centrales térmicas existentes, según la Directiva IPPC y la nueva Ley de prevención y control integrados de la contaminación, van a tener su "autorización ambiental integrada", a más tardar en octubre del año 2007, con unos límites de emisión que figurarán en la misma, pudiendo aparecer restricciones que podrían condicionar la vida operativa de dichas centrales térmicas existentes a partir de dicha fecha. RETELGAS 13/09/2002 2

4 El Protocolo Multicontaminante-Multiefecto (Protocolo de Gotemburgo) En 1999, en Gotemburgo (Suecia) en el marco del Convenio de Ginebra se aprobó un nuevo Protocolo para combatir la Contaminación Atmosférica Transfronteriza. El Protocolo comprende simultáneamente tres efectos (acidificación, eutrofización y oxidación fotoquímica) originados por cuatro gases (SO 2, NO x, VOC y NH 3 ). Entre las obligaciones básicas del Protocolo figuran compromisos sobre techos nacionales de emisión, valores límite de emisión para grandes instalaciones, valores límite para contenidos de contaminante en productos y cumplimiento de medidas para el control de emisiones. Con la firma de dicho Protocolo, España se ha comprometido a reducir sus emisiones totales en el año 2010 en los valores recogidos en la tabla kt 2010 kt % 2010/1990 kt SO NO x VOC NH Tomando como base los valores adoptados en el Protocolo Multicontaminante Multiefecto, la UE ha aprobado dos nuevas Directivas del Consejo y del Parlamento Europeo, de 23 de octubre de 2001, sobre limitación de emisiones a la atmósfera de determinados agentes contaminantes procedentes de Grandes Instalaciones de Combustión, Directiva 2001/80/CE (Directiva GIC), y sobre Techos Nacionales de Emisión de determinados contaminantes atmosféricos, Directiva 2001/81/CE (Directiva TNE), enmarcadas ambas dentro de la estrategia comunitaria de lucha contra la acidificación en la Unión Europea Directiva 2001/80/CE del Parlamento Europeo y del Consejo sobre limitación de emisión a la atmósfera de determinados agentes contaminantes procedentes de Grandes Instalaciones de Combustión (GIC). La Directiva modifica la antigua 88/609/CEE, y como aquélla, se aplica a todas las instalaciones de combustión con una potencia térmica igual o superior a 50 MW, incluidas las turbinas de gas, además se incluye en esta nueva Directiva la biomasa como combustible sólido. Por medio de esta Directiva se regulan las emisiones de SO 2, NO x y partículas. Para las instalaciones nuevas (que se autoricen desde la entrada en vigor de la misma) la Directiva establece valores límite de emisión de SO 2, NO x y partículas individualmente para RETELGAS 13/09/2002 3

5 cada instalación de combustión, valores que son más estrictos que los establecidos en la Directiva 88/609/CEE. Sin embargo, donde existe una novedad importante en la nueva Directiva GIC es en relación con el tratamiento de las instalaciones existentes (autorizadas con anterioridad a julio de 1987), para las que, a partir del 1 de enero del año 2008, va a implicar, a elección del Estado miembro, que o bien se impongan a cada una de las instalaciones existentes límites individuales de emisión similares a los que actualmente tienen las instalaciones nuevas, o que el Estado miembro establezca un plan para las mismas, mediante el cual, sin tener que ajustarse individualmente cada instalación existente a los valores límite anteriores, se consigan las mismas reducciones totales (en toneladas/año) que se obtendrían mediante la regulación individual. Los nuevos requisitos para las instalaciones existentes son importantes y van a comportar esfuerzos notables, fundamentalmente para el cumplimiento de los límites de SO 2, y en menor medida para el cumplimiento de los requisitos de emisiones de NO x, ya que con la implantación de quemadores de bajo NO x en las mismas se cumplirían los requisitos de emisiones. Sin embargo, no hay que olvidar que además de cumplir con la Directiva GIC hay que cumplir con la Directiva de Techos, que como hemos señalado exigirá unos límites más estrictos al total de las emisiones de NO x del sector. Los citados requisitos para las instalaciones existentes, tanto en la opción de límites individuales a todas y cada una de las mismas, como en la opción del Plan Nacional, no serán aplicables, según se establece en la nueva Directiva GIC, a aquellas instalaciones existentes cuyo titular se comprometa, mediante declaración escrita presentada a la autoridad competente de cada Estado miembro, antes del 30 de junio del año 2004, a no hacer funcionar la misma durante más de horas operativas a partir del 1 de enero de 2008 y hasta, a más tardar, el 31 de diciembre de Por tanto, las nuevas disposiciones comunitarias en materia de medio ambiente van a comportar, a medio y largo plazo, una incidencia importante en la operatividad y disponibilidad del parque nacional de centrales térmicas de generación eléctrica. En resumen, con la aplicación de estas Directivas, el parque eléctrico de combustión fósil de los próximos años estará compuesto por diferentes tipos de instalaciones, en función de los controles ambientales introducidos: Tipo I: Instalaciones existentes que se han acogido al cierre, previsto por la Directiva de GIC y que, por lo tanto, pueden funcionar un máximo de horas, a partir de 1 de Enero de RETELGAS 13/09/2002 4

6 Tipo II: Instalaciones existentes de potencia térmica igual o mayor de 400 MW, que no se utilicen más de horas hasta el 31/12/2015 y horas a partir de 1/1/2016, tendrán un límite de emisión para SO 2 de 800 mg/nm 3 y 600 mg/nm 3 para NO x. Tipo III: Instalaciones existentes incluidas en el Plan Nacional, en las que se han tomado medidas de reducción para las emisiones de SO 2, NO x y partículas en mayor o menor medida pero que, dentro de la burbuja nacional de emisiones, cumplirán las propuestas de reducción de las Directivas GIC y TNE y estarán sujetas a unos máximos de producción por instalación o burbuja. Tipo IV: Instalaciones existentes en las que se han tomado medidas de reducción tales que, cumpliendo con los valores límite de emisión estipulados por la Directiva GIC, no estarán sujetas a límites horarios de producción y no estarán por lo tanto incluidas en el Plan Nacional. Tipo V: Instalaciones nuevas (según la Directiva GIC las centrales que entraron en funcionamiento entre 1987 y 2000) que cumpliendo con los valores límite individuales marcados por GIC no estarán sujetas a límite de producción anual. Tipo VI: Instalaciones nuevas/nuevas, instalaciones que se construyen a partir del año 2000 y que están sujetas a los límites establecidos por el Anexo B de la Directiva GIC Directiva 2001/81/CE del Parlamento Europeo y del Consejo sobre Techos de Emisión de determinados contaminantes atmosféricos (TNE). la Directiva de Techos Nacionales, en base a unos determinados objetivos de la citada estrategia comunitaria contra la acidificación, establece para cada Estado miembro techos máximos de emisión para, entre otros, los contaminantes SO 2 y NO x, en el año En el caso español, las cifras de los techos se refieren a la totalidad del territorio nacional, con excepción de las Islas Canarias y Ceuta y Melilla, ya que quedan fuera del ámbito territorial de la estrategia comunitaria de lucha contra la acidificación. Los techos nacionales de emisión representan cifras globales aplicadas a la totalidad de los focos emisores, incluidas las centrales térmicas tanto existentes como nuevas, sin establecer valores individuales ni por sectores ni por instalaciones. Sin embargo, esas cifras globales son la suma de los valores que pueden alcanzar los distintos sectores, por lo que en la práctica existen unos valores de referencia por sector. En RETELGAS 13/09/2002 5

7 el caso del sector de generación suponen una reducción con respecto al año base de 1990 del orden de un 70% para las emisiones de SO 2 y de un 35% para las emisiones de NO x. Si bien las centrales térmicas son el sector preponderante en cuanto a las emisiones nacionales de SO 2, mientras que en el caso de las emisiones de NO x las emisiones más altas proceden del sector transporte, los mayores esfuerzos del sector de generación van a tener que realizarse para reducir las emisiones de NO x Directiva Hija de calidad del aire nº1. Directiva 1999/30/CE del Consejo, de 22 de abril, relativa a los valores límite de dióxido de azufre, dióxido de nitrógeno y óxidos de nitrógeno, partículas y plomo en el aire ambiente. La incidencia de esta Directiva es indirecta para el sector eléctrico, dado que no significa reducir las emisiones procedentes de una instalación de producción, consecuencia de los valores límite asignados para la calidad del aire ambiente. Sin embargo en zonas donde se superen los límites de calidad del aire y exista una instalación de producción eléctrica, dicha instalación estará supeditada a los planes de actuación, que evidentemente determinarán tanto las condiciones de operación como de emisión de contaminantes regulados por esta Directiva de la instalación. En lo que se refiere a la planificación, es claro que esta Directiva incide de forma directa en el control de las inmisiones que se pueden dar en un determinado emplazamiento como consecuencia tanto de una instalación existente como de la ubicación de una nueva instalación de generación eléctrica. Una instalación futura, además del estudio de impacto consiguiente como instalación aislada del resto, deberá tener en cuenta el estudio multifoco y sumatorio de la dispersión de los contaminantes emitidos en la zona para asegurar que no se superan los límites de calidad establecidos por esta Directiva Directiva Hija de calidad del aire nº3. Esta Directiva aprobada en enero de 2002 tiene por objeto establecer objetivos a largo plazo, valores objetivo, un umbral de alerta y un umbral de información para las concentraciones de ozono en el aire ambiente en la UE que sirvan para evitar, prevenir o reducir los efectos nocivos del ozono sobre la salud y el medio ambiente en general. La Directiva fija valores objetivo a corto y largo plazo, establece la obligatoriedad de difusión de la información, determina las condiciones de obligatoriedad de medida y fija las condiciones de emisión y de información a la Comisión. RETELGAS 13/09/2002 6

8 La Comisión a su vez emitirá los informes de superación de límites y de la situación del verano con los datos del año civil anterior, verificará los planes de actuación en función de las condiciones meteorológicas y enviará, a más tardar el 31 de Diciembre de 2004, un informe detallado de la aplicación de esta Directiva contrastando los resultados obtenidos por los modelos con las medidas reales, haciendo hincapié en relacionar las experiencias relativas a los efectos sobre la población de riesgo. La Directiva incluye un artículo de sanciones que deja en manos de los Estados miembros, haciendo hincapié en que estas sanciones deberán ser efectivas, proporcionadas y disuasorias. La incidencia de esta Directiva, al igual que la anterior, es indirecta para el sector eléctrico, dado que el ozono troposférico se forma como consecuencia del exceso de NO x y COV s en combinación con determinadas condiciones de temperatura y radiación solar. Teniendo en cuenta que una parte de las emisiones de NO x proceden de las emisiones de la producción eléctrica con combustibles fósiles, por las mismas razones apuntadas anteriormente en la Directiva Hija nº1, dichas instalaciones estarán supeditadas a los planes de actuación, que evidentemente determinarán tanto las condiciones de operación como de emisión de contaminantes regulados por esta Directiva. En lo que se refiere a la planificación, también esta Directiva incide de forma directa. Toda instalación existente y futura estará condicionada por la suma de las emisiones de NO x que puedan darse en una determinada localización geográfica Protocolo de Kioto El Protocolo de Kioto, firmado en 1997 y ratificado por la Unión Europa en el mes de junio, es el instrumento jurídico internacional en la lucha frente al cambio climático. El compromiso aceptado por España en Kioto es no superar un incremento del 15% de sus emisiones netas de los 6 gases de efecto invernadero (CO 2, CH 4, N 2 O, SF 6, HFC s y PFC s) entre los años , con referencia a sus emisiones de En este cómputo de emisiones netas están contempladas también las absorciones de CO 2 por sumideros así como otras cantidades debidas a la gestión forestal y agrícola según los recientes Acuerdos de Bonn y Marrakech. En 1990, las emisiones de CO 2 en España representaron el 74% de las emisiones globales de gases de efecto invernadero. De este porcentaje, más del 90% correspondió a las emisiones asociadas a los combustibles fósiles (extracción, procesado, transporte y consumo final). RETELGAS 13/09/2002 7

9 Entre 2000 y 1990, las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) atribuibles a los combustibles fósiles crecieron en nuestro país en un 33,7%. Sin embargo, es necesario señalar que, dentro del grupo genérico de combustibles fósiles, el crecimiento de las emisiones del sector de generación (39,5%) ha sido muy inferior al crecimiento del sector transportes por carretera (52,1%). Es evidente que, dadas estas tendencias, el obligado cumplimiento de los objetivos de Kioto va a requerir un gran esfuerzo por parte de todos los sectores de actividad. En lo que se refiere al sector de generación, las principales medidas de lucha contra el cambio climático se concretan en el Plan de Fomento de las Energías Renovables, la participación en el Régimen Especial de tecnologías eficientes (cogeneración), la introducción de generación eléctrica a partir de ciclos combinados con gas natural y, en general, sistemas de generación con menores emisiones específicas y, la adopción y aplicación del Plan Nacional de Reducción de Emisiones (GIC y TNE) Para alcanzar los objetivos de Kioto y contando con que el Plan de Fomento de las Energías Renovables se desarrollará íntegramente durante el periodo , estando hoy todavía en sus inicios, y que las instalaciones de ciclos combinados han empezado a operar durante el 2002, el crecimiento de las emisiones del sector de generación, debido al incremento de la demanda, deberán ser contrarrestadas por la puesta en marcha de estas medidas junto con medidas de ahorro y eficiencia energética, a concretar en el previsto Plan de Eficiencia Energética Calendario de regulación ambiental aplicable al sector eléctrico 2001 Directiva Hija de calidad del aire nº1 (zonificación y disposiciones legales) Directiva Hija de calidad del aire nº3. Directiva GIC. Directiva TNE Plan Nacional de Reducción de Emisiones (GIC y TNE) Plan Nacional de Instalaciones que se acogen al Cierre previsto por GIC. Burbuja del Plan Nacional de Reducción (GIC). Primera revisión por la Comisión y el Parlamento Europeo del programa tendencial de reducción de la Directiva TNE a nivel Comunitario. Permiso ambiental integrado para el funcionamiento de instalaciones de producción eléctrica IPPC Segunda revisión por la Comisión y el Parlamento Europeo del programa de reducción de TNE Aplicación y control de los techos de emisión, por contaminante y país, adjudicados por el Protocolo de Gotemburgo y TNE Aplicación de nuevos valores límite de GIC para todas las centrales térmicas a excepción de las que utilicen como combustible antracitas (<10% de volátiles). RETELGAS 13/09/2002 8

10 2018 Aplicación de nuevos valores límite de GIC a centrales térmicas que utilicen como combustible antracitas (<10% de volátiles). En principio, ninguna de las Directivas Ambientales aplicables al sector eléctrico impide que el suministro eléctrico esté garantizado hasta el año Así por ejemplo, teniendo en cuenta que la Directiva GIC establece el Plan Nacional de Emisiones a partir del año 2008 y las instalaciones al cierre tendrán horas de funcionamiento a partir de esta misma fecha, las instalaciones existentes podrán cubrir sin ningún inconveniente su parte proporcional de la demanda eléctrica hasta el año En cualquier caso, para asegurar la demanda de electricidad se tendrán que vigilar los siguientes aspectos: - Que la suma de emisiones de SO 2, NO x y partículas estén dentro de los límites nacionales establecidos por la Directiva de Techos Nacionales de Emisión. - Que los costes derivados de la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, de existir, sean asumibles. - Que los Planes y Programas derivados de las Directivas de Calidad del Aire estén incorporados a la totalidad de las instalaciones existentes, tanto las incorporadas al Plan Nacional de GIC, como las instalaciones incorporadas al cierre con horas. - Que las autorizaciones derivadas de la Directiva de Control y Prevención Integrado de la Contaminación IPPC, estén incorporadas a la totalidad de instalaciones existentes, tanto las incluidas en el Plan Nacional de GIC, como las instalaciones con cierre a las horas de funcionamiento. - Que las instalaciones que tengan que incorporar medidas de reducción de emisiones de contaminantes, planifiquen sus acciones en el tiempo evitando reducciones significativas de potencia en la oferta eléctrica. - Que los nuevos ciclos combinados estén ubicados de tal modo que la sumatoria de emisiones de los mismos, conjuntamente con las del resto de industrias próximas, no supongan sobrepasar los límites establecidos por las Directivas de Calidad del Aire. RETELGAS 13/09/2002 9

11 4.1.3 Previsiones de Generación en Régimen Ordinario Para calcular la potencia instalada que será dada de baja en el período considerado se han establecido los siguientes supuestos: No se prevé bajas en el parque de generación hidráulica. Se han tenido en cuenta todas las centrales térmicas existentes en la actualidad, con excepción de las centrales de fuel de Cádiz, Málaga, Almería, Badalona y Burceña que, aunque oficialmente no están dadas de baja, llevan muchos años sin producir. Asimismo, están en proceso de desmantelamiento los grupos 1,2 y 3 de Escombreras. Estos grupos totalizan MW. Se ha estimado una vida útil de 40 años para los grupos nucleares y de carbón, con algunas excepciones establecidas por los propietarios, y de 35 años para los grupos de fuel/gas, también con matices introducidos por los agentes. En la potencia hidráulica instalada no se espera que haya un incremento significativo en el período (debiéndose los posibles incrementos al desarrollo del Plan Hidrológico Nacional o a la modernización de centrales ya en servicio). Se estima que no entrarán en servicio nuevos grupos de fuel/gas y que se producirá la incorporación de nueva potencia de carbón de importación al final del período. Aunque no se prevé la construcción de nuevos grupos nucleares, la potencia instalada nuclear aumentará ligeramente en los próximos años, debido al plan de mejora en los equipos actualmente existentes que termina en el año El plan supone un incremento total de 676 MW desde De las solicitudes de autorización para la instalación de centrales de ciclo combinado con gas natural, no se conoce con seguridad la fecha de entrada en servicio, ni tan siquiera el total de potencia que finalmente se instale. No obstante, teniendo en cuenta la situación actual de solicitudes de proyectos y las obras en curso se estima que a finales de 2002 podrán estar en servicio MW de ciclo combinado y en el año 2011 un mínimo de MW. Hasta finales de 2002 se sincronizarán a la red de transporte MW de ciclo combinado, que se continuará con MW adicionales en A partir del año 2004, la trayectoria de nuevas incorporaciones que evidentemente se producirán, es imprecisa, ya que entre otros factores dependerá de la facilidad con que las unidades se vayan incorporando al sistema. Para realizar la mejor previsión posible, se ha considerado adecuado tener en cuenta asimismo, los siguientes parámetros y factores estimados: RETELGAS 13/09/

12 Crecimiento esperado de la demanda eléctrica. Potencia mínima necesaria a fin de cada año, para evitar déficits de potencia. Previsible retirada del servicio de algunos grupos de generación actuales. Crecimiento de la potencia de instalaciones pertenecientes al Régimen Especial. Costes esperados de los combustibles, especialmente del gas natural. Niveles previsibles de precios futuros del pool de ofertas eléctricas. Solicitudes actuales de ciclos combinados para en el futuro ofertar en el pool. Acceso de nuevos agentes al pool. Plazo de realización de las centrales de generación, dependiendo del tipo de combustible Previsiones de Generación en Régimen Especial A los efectos de este apartado las previsiones sobre el Régimen Especial se han realizado sobre tecnologías que tienen cabida en el Real Decreto 2818/1998, de 23 de Diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración. Las estimaciones de la potencia de régimen especial superan las previstas en el Plan de Fomento de las Energías Renovables (PFER) para el año La Tabla 4.1 presenta la previsión de energías renovables en 2011, para el total nacional: Tabla 4.1. Previsión de Producción Eléctrica con Energías Renovables en Total Nacional Potencia MW Producción GWh Biomasa Solar termoel Hidráulica Minihidráulica Eólica Biogás Solar fotovoltaica R.S.U Total Renovables Adicionalmente, la cogeneración (total nacional) se estima que alcanzará en 2011 una potencia instalada de MW con una producción de GWh, incluyendo el autoconsumo. RETELGAS 13/09/

13 Con estas previsiones de potencia y producción para las energías renovables y la cogeneración, la potencia media entregada al sistema estará en torno al 35% de la instalada debido al autoconsumo de los cogeneradores y a las características de estas fuentes de energía. La aportación de potencia en punta se estima que será un 10 15% superior a la potencia media, mientras que en valle será un 10 15% inferior a dicha potencia media. La energía eléctrica entregada al sistema se ha estimado teniendo en cuenta el comportamiento de la generación en régimen especial en los últimos años y las hipótesis de funcionamiento y autoconsumo. En cuanto a la generación eólica, se contempla una potencia instalada del orden de MW al final del período de planificación, asociada al mantenimiento del actual entorno regulador favorable Previsiones de Potencia por CCAA Peninsulares En la Tabla 4.2 se recogen las propuestas y solicitudes de agentes y Admistraciones Regionales para cada una de las CCAA peninsulares, asociadas a la evolución prevista de genración instalada en los capítulos de Régimen Ordinario y Régimen Especial. Tabla 4.2. Potencia Instalada Prevista por cada CC.AA (MW) POTENCIA INSTALADA PREVISTA POR CADA CC.AA (MW) AÑO 2005 AÑO 2011 Comunidad Autónoma Régimen Ordinario Reg. Especial Régimen Ordinario Reg. Especial Andalucía Aragón Asturias Cantabria Castilla La Mancha Castilla León Cataluña Extremadura Galicia La Rioja Madrid Murcia Navarra País Vasco Valencia Total En MW RETELGAS 13/09/

14 4.1.6 Solicitudes de Acceso Presentadas a Red Eléctrica Solicitudes de Ciclos Combinados Red Eléctrica, hasta marzo de 2002, ha recibido solicitudes de acceso a la red de transporte, para ciclos combinados con gas natural por una potencia total de MW, como se muestra en la Tabla 4.3. RETELGAS 13/09/

15 Tabla 4.3 Solicitudes de Ciclos Combinados presentadas a Red Eléctrica Marzo de 2002 Central Ubicación Nº de Grupos Potencia Total (MW) Aceca I Toledo Aceca II Toledo Algeciras Cádiz Amorebieta Vizcaya Arrúbal La Rioja Arcos de la Frontera I Cádiz Arcos de la Frontera II Cádiz Arcos de la Frontera III Cádiz Besós I Barcelona Besós II Barcelona Bilbao I, Zierbana Vizcaya Bilbao II, Muzquiz Vizcaya Cádiz Cádiz Cartagena I Murcia Cartagena II Murcia Cartagena III Murcia Castejón I Navarra Castejón II Navarra Castellón Castellón Cristóbal Colón Huelva El Gorguel, Escombreras Murcia Huelva I Huelva Huelva II Huelva Huelva III Huelva La Plana del Vent Tarragona La Robla León Málaga Málaga Martorell Barcelona Morata de Tajuña Madrid Narcea Asturias Puentes de García Rodriguez A Coruña Sabón A Coruña Sagunto I Valencia Sagunto II Valencia San Roque I Cádiz San Roque II Cádiz Santurce Vizcaya Sástago-Menuza Zaragoza Sevilla, Guadaira Sevilla Tarragona I Tarragona Tarragona II Tarragona Tarragona, Mora la Nova Tarragona Teruel I, Castelnou Teruel Teruel II, Castelnou Teruel Torrelavega I Cantabria Torrelavega II, Santillana del Mar Cantabria Tordesillas Valladolid Valencia, Catadau Valencia Zaragoza, Osera de Ebro Zaragoza Peninsular Total RETELGAS 13/09/

16 Situación Administrativa de las Centrales de Ciclo Combinado Con aprobación del proyecto de ejecución Central Ubicación Potencia Total (MW) Fecha de autorización Acoplamiento a pruebas Castellón Castellón 800 Nov /05/02 San Roque Cádiz 800 Ene /03/02 Bilbao Vizcaya 800 Ene 2001 Besos Barcelona 800 Abril /05/02 Castejón Navarra 400 Mayo /05/02 TOTAL Con Autorización Administrativa Previa Central Ubicación Potencia Total (MW) Castejón Navarra 400 Arcos de la Frontera Cádiz Cartagena Murcia Cartagena Murcia 800 Amorebieta Vizcaya 800 Algeciras Cádiz 730 Santurce Vizcaya 400 Teruel Teruel 800 TOTAL Realizándose la Información Pública Central Ubicación Potencia Total (MW) Cádiz Cádiz 400 Arcos de la Frontera Cádiz 800 Arcos de la Frontera Cádiz 400 Sevilla Sevilla 390 Cartagena Murcia Tarragona Tarragona Aceca Toledo 800 Huelva Huelva 800 El Gorguel Murcia 400 Tarragona Tarragona 420 Tarragona Tarragona 400 Zaragoza Zaragoza 800 Sástago Zaragoza 400 Valencia Valencia Sabón A Coruña 800 Narcea Asturias 400 La Robla León 800 Sagunto Valencia Arrubal La Rioja 800 Cristóbal Colón Huelva 420 Bilbao Vizcaya 800 TOTAL RETELGAS 13/09/

17 Realizado el Estudio de Impacto Ambiental Central Ubicación Potencia Total (MW) Morata de Tajuña Madrid Huelva II Huelva Sagunto II Valencia La Plana de Vent Tarragona 800 Huelva Huelva Torrelavega Cantabria 770 Puentes de García Rodríguez A Coruña 800 Asturias Asturias 800 Cádiz Cádiz 400 Fuentidueña de Tajo Madrid 800 Martorell Barcelona 400 TOTAL TOTAL: MW Las cifras totales de ambos listados no son exactamente coincidentes debido a que en las tablas que reflejan la situación administrativa se han considerado módulos de ciclo combinado de 400 MW, que es una potencia general aproximada, ya que la potencia instalada real no se conocerá hasta haber superado los grupos las pruebas de aceptación oficiales. A ello hay que añadir diferencias en la fecha de cierre de ambos listados. Solicitudes de Parques Eólicos La mayoría de las Comunidades Autónomas peninsulares, han solicitado a Red Eléctrica la realización de estudios de evacuación a la red de transporte de 400 y 200 kv, para energía eléctrica de fuente eólica procedente de redes a tensiones inferiores. La potencia eólica prevista por las CCAA peninsulares en el año 2011, suma MW. La Tabla 4.4 presenta su desglose por Comunidad Red Eléctrica había recibido hasta Marzo de 2002, solicitudes de acceso a la red de transporte de parques eólicos para una potencia instalada superior a MW. RETELGAS 13/09/

18 Tabla 4.4 Potencia Instalada Eólica Prevista por CCAA Año 2011 Comunidad Autónoma Potencia Total (MW) Andalucía Aragón Asturias 500 Cantabria 300 Castilla y León Castilla La Mancha Cataluña Extremadura Galicia La Rioja 665 Madrid 50 Murcia 600 Navarra País Vasco 250 Valencia Total Peninsular año Intercambios Internacionales A la hora de realizar las previsiones energéticas, se han tenido en cuenta los contratos a largo plazo de intercambios de energía eléctrica con Francia y con Marruecos actualmente existentes, pero no se han tomado en consideración los posibles contratos de intercambios intracomunitarios o internacionales a corto plazo que, aunque serán cada vez más habituales, están, no obstante, sometidos a más incertidumbres. Se supone que se mantiene el contrato de importación a largo plazo con Francia, con una potencia de 550 MW hasta 2004, de 500 MW en 2005 y de 300 MW hasta el final del período. Asímismo, se supone que continúa en vigor hasta diciembre de 2002 el contrato de exportación a Marruecos de 90 MW en base, con horas al año de interrumpibilidad. Basándose en la experiencia reciente, se ha supuesto una exportación adicional a Marruecos, procedente de otros contratos, hasta completar 350 MW de media. Por el contrario, no se ha tomado en cuenta el contrato de exportación en punta de invierno con EDF porque este contrato no está siendo utilizado por Francia, ya que su precio variable resulta muy superior al precio de mercado. El saldo con Portugal se ha considerado 0 MW en todo el período y los intercambios con Andorra se han tratado como parte de la demanda peninsular. RETELGAS 13/09/

19 Aunque existe gran incertidumbre en la determinación del total de energía anual asociada a los intercambios internacionales, dada la existencia cada vez más frecuente de diferentes contratos de duración inferior a un año, se ha estimado que fuera del período de punta (diciembre-marzo) el saldo neto importador será de 550 MW, de lo que resulta una energía anual de GWh Cobertura de la Demanda Con las hipótesis de evolución de la demanda y del equipo generador recogidas en los puntos anteriores, se realiza un análisis de la situación de la cobertura de la demanda en el sistema eléctrico español peninsular en los próximos años. Los balances energéticos se estudian para 3 situaciones hidrológicas distintas: año medio, seco y húmedo, que presentan distinta contribución del parque hidráulico tanto en energía como en potencia. Para la cobertura de potencia se ha considerado la contribución hidráulica año seco para una demanda punta extrema, situación más desfavorable, y en el balance de energía se presentan producciones hidroeléctricas correspondientes a año medio. Como parámetro indicativo de las necesidades de potencia del sistema se utiliza la reserva, calculada como diferencia entre la potencia disponible del equipo generador y la máxima demanda de potencia prevista cada año, estimando que el valor mínimo deseable de la reserva debe estar en torno al 10% de la máxima demanda anual. La potencia disponible del sistema se calcula de modo diferente según la tecnología de generación. En el caso de la hidráulica, su potencia disponible dependerá fundamentalmente de las aportaciones del año y de la experiencia obtenida durante la operación en años secos, mientras que el caso del equipo térmico se obtiene aplicando a cada generador unos coeficientes estándar de consumos auxiliares y disponibilidad que dependerán del tipo de tecnología de generación. Para el Régimen Especial se considera una potencia disponible en torno al 35% de la potencia instalada debido al autoconsumo de la cogeneración que no se cede al sistema eléctrico y las horas de funcionamiento de las energías renovables, menores que para el resto de generación y además no programables (eólica horas/año, solar horas/año, etc.) Balances de Potencia y Energía en el Sistema Eléctrico Peninsular Los estudios de cobertura recogen los balances anuales de potencia y energía resultado del análisis de cada escenario. En particular, en los balances de potencia se indica, para cada RETELGAS 13/09/

20 año, la potencia instalada bruta (b.a.) prevista, la potencia disponible que representa (b.c.) y el margen de reserva del sistema. En cuanto a los balances de energía, se indican las tecnologías de generación y su participación prevista en la cobertura de la demanda en los años de estudio. El crecimiento esperado de la demanda en los próximos años hace necesaria la entrada en servicio de nuevo equipo generador. El equipo instalado actualmente, con las hipótesis de bajas establecidas y pese al incremento previsto en el régimen especial, resulta insuficiente para garantizar la cobertura de la demanda, siendo necesario la continua entrada en servicio de nuevo equipo generador en régimen ordinario. Tabla 4.5 Balance de Potencia en Punta Extrema de Invierno en hipótesis de año extremadamente seco (MW) Potencia (MW) Hidráulica Térmica nuclear Térmica convencional Saldo intercambios internacionales en punta Régimen especial Total potencia instalada (MW brutos b.a.) Total potencia disponible (MW b.c.) Punta de potencia en el año eléctrico Reserva (MW b.c.) Tabla 4.6 Balance de Energía en Año Medio (GWh) Energía Hidráulica Térmica nuclear Térmica convencional Régimen especial Total generación bruta Saldo intercambios internacionales en p Bombeo Consumos auxiliares Total demanda bc RETELGAS 13/09/

21 La tabla 4.1 hace referencia a las energías renovables del total nacional, incluida la hidráulica, mientras que el régimen especial de las tablas 4.5 y 4.6, no incluye la hidráulica pero si la cogeneración, que no es renovable. Además, las tablas 4.5 y 4.6 hacen referencia al sistema eléctrico peninsular En el balance por combustibles el aumento de la demanda en la década será cubierto fundamentalmente por la generación en régimen especial y la térmica convencional, fundamentalmente mediante la incorporación de ciclos combinados con gas natural. 4.2 Extrapeninsular Baleares Según las previsiones, la demanda de consumo de energía eléctrica está asociada a una máxima demanda de potencia eléctrica mediante una relación lineal, para el conjunto de los sistemas Mallorca-Menorca e Ibiza-Formentera. Este coeficiente se ha mantenido prácticamente constante durante los últimos años y, por eso, es razonable prever un desplazamiento similar de la curva monótona de carga durante el período de planificación. El futuro déficit de potencia ha de ser cubierto con la construcción de nuevas unidades o centros de producción. La potencia instalada ha de ser capaz de satisfacer la máxima demanda de potencia prevista con un margen adecuado de reserva frente a fallos y proporcionar una aceptable calidad de servicio. De este modo lo lógico sería prever siempre una garantía de reserva de exceso de generación equivalente al valor de la potencia de uno de los grupos mayores en funcionamiento. Esta circunstancia se tendría que mantener incluida en los períodos de mantenimiento de los distintos grupos (principalmente de la central de Alcúdia, por ser estos cuatro grupos de carbón la base de funcionamiento del sistema, y un fallo en alguno de ellos repercutiría en una situación de alarma/vigilancia). Siguiendo este planteamiento, las previsiones de necesidades de potencia a generar (en función de la punta de mayor demanda real solicitada en 1999 en cada uno de los sistemas) serían las que se exponen en las tablas siguientes. En la práctica, el hecho que se cumplan de una u otra forma las previsiones del escenario planteado únicamente supone que las potencias a instalar se retrasarán en su fecha de puesta en servicio. RETELGAS 13/09/

22 Tabla 4.7 Potencia eléctrica en barras de central. Previsiones de demanda. Margen de seguridad Sistema Menorca Mallorca Año Demanda neta (GWh/año) Potencia punta Demandada (MW) Potencia neta de seguridad (MW) Grupo mayor (MW) Margen de Seguridad (MW) Potencia neta Instalada (MW) 3.995, , , , , , ,3 821,4 878,3 932,7 984, , , ,4 951, , , , , , ,6 130,0 130,0 130,0 130,0 130,0 130,0 130,0 34, ,8 38,0 56,0 78,8 81,7 985, , , , , , ,2 RETELGAS 13/09/

23 Tabla 4.8 Potencia eléctrica en barras. Previsiones de demanda. Margen de seguridad Sistema Ibiza Formentera Año Demanda neta (GWh/año) Potencia punta Demandada (MW) Potencia neta de seguridad (MW) Grupo mayor (MW) Margen de seguridad (MW) Potencia neta instalada (MW) 582,6 632,9 677,2 716,3 751,7 880,9 896,7 148,7 161,5 172,8 182,8 191,8 224,8 228,8 168,5 181,3 192,6 202,6 211,6 244,6 248,6 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 13,9 16,1 4,8 12,4 3,4 7,8 7,6 182,4 197,4 197,4 215,0 215,0 252,4 256,2 Abastecimiento de las demandas energéticas futuras Se definen en primer lugar las características principales en cuanto a la ampliación y modificaciones del sistema de generación de energía eléctrica. Se ha de resaltar que las soluciones que aquí se dan son de carácter indicativo. Se establece que el combustible usado será el gas natural, pero en todo caso se procurará estar al día de lo que marque la evolución tecnológica en cuanto a eficiencia técnico - económica y energética de las tecnologías de conversión. a) Se ha de garantizar en todos los casos que las potencias disponibles de generación sean superiores a las necesidades estimadas de punta en barras de central para el año 2015 (245,7 MW en el sistema Ibiza - Formentera y 1.441,6 MW en el sistema Mallorca - Menorca) en al menos la potencia del grupo mayor de cada uno de los sistemas (19,8 y 130 MW respectivamente). b) Funcionamiento de los cuatro grupos de carbón en Alcudia. No se retira ninguno, se solicitará que se instalen sistemas de depuración de gases en los grupos 1 y 2, de características similares a los instalados en los grupos 3 y 4. RETELGAS 13/09/

24 c) Baja definitiva a finales del año 2000 de tres grupos de fuel de la Central de San Juan de Dios. Eliminación de los dos grupos de fuel de San Juan de Dios restantes hacia el año d) Se mantienen los grupos de Son Molines: 35,6 MW funcionando con gasóleo, si bien en el año 2001 se elimina la turbina de gas de 10,9 MW puesta en servicio en el año e) Se mantienen los grupos de Mahón que funcionan con fuel (43,8 MW) y se amplían las turbinas de gas a gasóleo (61,5 MW) con dos unidades más de 31,8 MW cada una, una en el año 2004 y la otra en el año 2010, hasta un total de 168,9 MW instaladas en el año f) Se amplían los grupos diesel de Ibiza con dos grupos de 17,6 MW cada uno, alcanzando 182,4 MW en Ibiza-Formentera en el año Además, se instalarán tres turbinas de gas de 19,8 MW cada una (2002, 2010 y 2015), dos nuevos grupos diesel o de gas (2004 y 2010) y se eliminarán en el 2002 los dos generadores diesel de 2,4 MW de potencia neta, instalados en el año 1971, sumando un total de 272,2 MW en el año Las turbinas de gas funcionarán con gas natural a partir de g) Se han instalado en el año 2000 cuatro turbinas de gas de 30,8 MW de potencia neta cada una en Son Reus. Éstas funcionan con gasóleo hasta el 2005 cuando pasen a gas natural. h) Se mantiene la producción eléctrica de la planta incineradora de Son Reus con una generación eléctrica del orden de 20 MW. i) A medida que la demanda lo haga necesario, de acuerdo con este escenario de previsión, se irán incorporando grupos de 3 turbinas que se complementarán con una turbina de vapor formando ciclos combinados de 184,2 MW de potencia neta, en los emplazamientos de Son Reus y San Juan de Dios, en base a su viabilidad técnica, tal como se muestra en las tablas siguientes. RETELGAS 13/09/

25 Las siguientes tablas describen con detalle la incorporación de nueva potencia eléctrica: Tabla 4.9 Potencia Instalada Neta. Sistema Mallorca-Menorca Isla Central Tipo Nº Pot. Unitaria (MW) Año gr Nominal Neta Total neta Dieses ,8 14,6 43,8 Menorca Mahón T. Gas ,5 29,7 29, ,5 31,8 31,8 Subtotal 5 105, ,0 116,0 232,0 Carbón ,0 119,9 239,8 Alcúdia T. Gas ,5 29,7 59,4 Subtotal 6 531, ,0 8,9 8,9 T. Gas Son Molines ,0 17,8 35,6 Subtotal 3 44,5 Mallorca San Juan de Fuel ,0 25,2 75,6 Dios Subtotal 3 75,6 RSU ,0 20,0 20,0 Son Reus T. Gas ,5 30,8 123,2 Subtotal 5 143,2 Cogeneradores 3,0 3,0 Subtotal 3,0 Total Mallorca ,5 Mallorca - Menorca ,8 Tabla 4.10 Configuración de potencias instaladas por tipo de combustible. Sistema Mallorca-Menorca Combustible Central G.N. Carbón Fuel Gasóleo Inc. RSU Total Alcúdia II 471,8 59,4 531,2 Son Molines 44,5 44,5 San Juan de Dios 75,6 75,6 Son Reus 123,2 20,0 143,2 Cogeneración 3,0 3,0 Mahón 43,8 61,5 105,3 Total 0,0 471,8 119,4 291,6 20,0 902,8 % 0,0% 52,3% 13,2% 32,3% 2,2% 100,0% RETELGAS 13/09/

26 Tabla 4.11 Potencia Instalada Neta. Sistema Ibiza Formentera Nº Pot. Unitaria (MW) Año Total neta gr Nominal Neta ,0 2,4 4, ,3 7,3 29,2 Diesel ,5 14,6 43,8 Ibiza ,0 14,9 29, ,0 19,8 19,8 T. Gas ,0 8,9 8,9 Subtotal ,3 T. Gas ,0 10,9 10,9 Formentera Subtotal 1 10,9 Total Pitiüses ,2 Isla Central Tipo Ibiza y Formentera Tabla 4.12 Configuración de potencias instaladas por tipo de combustible Sistema Ibiza Formentera Ibiza 107,6 28,7 136,3 Formentera 10,9 10,9 Total 0,0 107,6 39,6 147,2 % 0,0% 73,1% 26,9% 100,0% Tabla 4.13 Potencia Instalada Neta. Sistema Mallorca-Menorca Isla Central Tipo Nº Pot. Unitaria (MW) Total Año gr Nominal Neta neta Diesel ,8 14,6 43,8 Menorca Mahón T. Gas ,5 29,7 29, ,5 31,8 63,6 Subtotal 6 137, ,0 116,0 232,0 Carbón ,0 119,9 239,8 Alcúdia T. Gas ,5 29,7 59,4 Subtotal 6 531,2 Son T. Gas ,0 17,8 35,6 Molines Subtotal 2 35,6 San Juan C. Comb ,2 184,2 Mallorca de Dios Subtotal 1 184,2 RSU ,0 20,0 20,0 Son Reus T. Gas ,5 30,8 123,2 C. Comb ,2 184,2 Subtotal 6 327,4 Cogeneradores 5,0 5,0 Subtotal 5,0 Total Mallorca ,4 Mallorca - Menorca ,5 RETELGAS 13/09/

27 Tabla 4.14 Configuración de potencias instaladas por tipo de combustible. Sistema Mallorca-Menorca Combustible Central G.N. Carbón Fuel Gasóleo Inc. RSU Total Alcúdia II 59,4 471,8 531,2 Son Molines 35,6 35,6 San Juan de Dios 184,2 184,2 Son Reus 307,4 20,0 327,4 Cogeneración 5,0 5,0 Mahón 43,8 93,3 137,1 Total 591,6 471,8 43,8 93,3 20, ,5 % 48,5% 38,7% 3,6% 7,6% 1,6% 100,0% Tabla 4.15 Potencia Instalada Neta. Sistema Ibiza Formentera Ibiza y Formentera Nº Pot. Unitaria (MW) Total Año gr Nominal Neta neta ,3 7,3 29,2 Diesel ,5 14,6 43, ,0 14,9 29,8 Ibiza ,0 17,6 52,8 T. Gas ,0 19,8 39, ,0 8,9 8,9 Subtotal ,1 Formentera T. Gas ,0 10,9 10,9 Subtotal 1 10,9 Total Pitiüses ,0 Isla Central Tipo Tabla 4.16 Configuración de potencias instaladas por tipo de combustible Sistema Ibiza Formentera Combustible Central G.N. Fuel Gasóleo Total Ibiza 155,6 48,5 204,1 Formentera 10,9 10,9 Total 0,0 155,6 59,4 215 % 0,0% 72,4% 27,6% 100,0% RETELGAS 13/09/

28 Tabla 4.17 Potencia Instalada Neta. Sistema Mallorca-Menorca Isla Central Tipo Nº Pot. Unitaria (MW) Total Año gr Nominal Neta neta Diesel ,8 14,6 43,8 Menorca Mahón T. Gas ,5 29,7 29, ,5 31,8 95,4 Subtotal 7 168,9 Carbón ,0 116,0 232, ,0 119,9 239,8 Alcúdia, Son ,0 17,8 35,6 Molines, Son T. Gas ,5 29,7 59,4 Reus y San ,5 30,8 123,2 Mallorca Juan de Dios RSU ,0 20,0 20,0 C. Comb ,2 552,6 Subtotal ,6 30,0 30,0 Subtotal 30, , ,5 Tabla 4.18 Configuración de potencias instaladas por tipo de combustible. Sistema Mallorca-Menorca Isla Central Combustible G.N. Carbón Fuel Gasóleo Inc. RSU Total Alcúdia, Son Mallorca Molines, Son Reus y San Juan de 770,8 471,8 20, ,6 Dios Cogeneración 30,0 30,0 Menorca Mahón 43,8 125,1 168,9 Total 800,8 471,8 43,8 125,1 20, ,5 % 54,8% 32,3% 3,0% 8,6% 1,4% 100,0% Tabla 4.19 Potencia Instalada Neta. Sistema Ibiza Formentera Cogeneradores Total Mallorca Mallorca - Menorca Nº Pot. Unitaria (MW) Total Isla Central Tipo Año gr Nominal Neta neta ,3 7,3 29, ,5 14,6 43,8 Diesel ,0 14,9 29,8 Ibiza ,0 17,6 70, ,0 19,8 59,4 Ibiza T. Gas ,0 8,9 8,9 Subtotal ,5 Formentera Subtotal 1 10,9 T. Gas ,0 10,9 10,9 Total Pitiüses ,4 RETELGAS 13/09/